毕银旗 刘杰 张宏涛 骆世杰

摘要：姬塬油田耿83区2009年规模建产，动用长4+5、长6两套层系开发。本文在深入分析油藏储层特性的基础上，借鉴油藏精细描述，岩心观察结果，分析总结了影响油藏稳产的主要因素。通过精细注水调整、强化水驱治理、持续水井消欠、井网加密和高含水井治理等措施，使油藏开发形势好转。

关键词：注水调整 水驱治理 水井消欠

1.油藏基本概况

姬塬油田耿83区构造位于陕北斜坡中段西部;主力含油层系长4+52、长61层，砂体走向近于北东～南西向，呈条带状展布。动用含油面积：64.2km2，动用地质储量：2278.11×104t，平均油藏埋深：2400m/2445m，平均有效厚度：12.49m/12.40m，平均孔隙度：11.54%/9.19%，平均渗透率：0.39mD/0.40mD。

2.制约油藏稳产的因素分析

2.1油藏储层物性差，难以建立有效的驱替系统

耿83长4+5、长6储层岩石以粉细-细粒岩屑质长石砂岩为主，属小孔～微细喉型，油水两相渗流区间小。长4+5到长6，油水两相渗流带的范围变窄。注采压差大（目前21.4Mpa），有效的驱替压力系统难以建立。

2.2油藏非均质性严重 平面上：通过对耿83区主力单砂层“砂层厚度、有效厚度、渗透率”等数据分析研究，渗透率高值在油藏东部连片分布，在油藏西部呈土豆状分布。主力油层长4+522-2、长612-1平面非均质性较强，平面水驱具有明显的方向性况。

剖面上：耿83油藏为三角洲前缘亚相沉积体系，剖面上受多期砂体叠置沉积的影响，接触关系复杂，单砂层纵向上互层式分布，隔夹层发育，注入水易沿高渗带突进导致油井水淹。

2.3 欠注井比例高，能量補充困难

受储层物性、注水水配伍性等因素影响，油藏欠注井较多，经过历年治理，目前仍有欠注井31口，占水井总井数的16.7%，日欠注524m?（扣除扫线停注的目前195m?），无法有效补充地层能量，制约油藏稳产。

2.4 低产井比例大，治理难度大

近年来持续通过进攻性措施加强低产井治理，累计开展治理212口，但目前产量小于0.5t的井仍有113口，占总井数的21.8%，且主要以高含水、储层物性差为主，治理难度大，影响油藏整体开发效益。

3.稳产技术对策及应用

3.1精细注采调整，优化注水政策

（1）合理开发技术界限研究

加强数值模拟研究，通过矿场统计、油藏工程对比，制定了分层系合理开发技术政策;长4+5层合理注采比5.0，长6层合理注采比5.5，合理压力保持水平为90%-112%。

（2）平面注水技术政策优化

在对开发矛盾及注水基础规律研究的基础上，以“能量补充为核心”，坚持“平面、剖面”注水调整并重，以强化注水和不稳定注水为主，18年优化注水政策54井次。目前见效油井24口，单井日增油0.31t，降低自然递减0.8%。

3.2强化剖面治理，提高水驱效率

（1）推广数字式分注

针对常规测调不能达到精细小层配水的问题，为提升小层配注合格率，在油藏西部开展波码数字式分注20井次，试验区地层压力由14.3↑15.3MPa，层间压差由0.4↓0.1 MPa，整体地层压力逐步提升，对应井组月度递减1.23↑0.76%，适应性良好。

（2）堵水调剖+选择性增注+暂堵酸化

为缓解“层内、层间” 矛盾为目的，以“选择性增注+暂堵酸化+化堵调剖”为主要技术手段。14-18年实施调剖治理9井次，目标井见效比例37.2%，调剖措施7口欠注。造成地层能量补充不足，液量明显下降。16-18年实施暂堵酸化和选择性增注共12井次，可对比井6口，吸水厚度9.3↑10.5m。

3.3持续消欠治理，夯实能量基础

（1）纳滤脱硫，改善注入水质

针对注入水与地层水配伍性差，注水压力上升较快，在姬九注、姬十一注安装纳滤脱硫装置，投运后硫酸根离子浓度由1564↓25mg/l，对应注水井190口，其中46口见效井注水压力18.6↓18.3MPa。18年新投水井压力上升速率（0.12Mpa/月）明显小于同区老井（0.28Mpa/月）。

（2）优化措施工艺，强化消欠效果

历年实施酸化增注138井次，有效93井次。通过降低HCl、HF浓度，提高有机酸、氟化铵浓度，增加反应时间和穿透能力，不断优化酸液体系，提升措施效果。18年共计酸化措施45口，有效37口，有效率由67.4↑72.0%，其中自转向酸、自生土酸、泡沫酸效果最好。

（3）系统增压，提高注水能力

针对储层物性较差，投注即欠注、多次治理无效欠注井，实施局部增压注水，2018年在连片欠注区域安装增压注水撬6座，对应36口欠注井，消欠32口，日增注m3，有效解决顽固欠注问题。

3.4油井措施挖潜，发挥油井产能

（1）低产井连片治理

根据不同的储层和动态特征确定了五个挖潜区域。优选暂堵压裂和暂堵酸化工艺，对水淹区侧向低产井控规模、造短缝，注水见效程度低区域提排量增大储层纵向动用程度。近四年累计治理152口，平均单井产量由治理前的0.47↑1.15t，实施效果好。

（2）积极探索水淹井治理

针对孔隙型、裂缝-孔隙型见水井，以提高储量动用程度为目标，通过暂堵压裂、油水井堵水等措施方式开展挖潜。2016-18年累计实施24井次，有效17井次，单井日增油0.8t，累计水淹井治理取得较好效果。下步在精细注采对应研究的基础上，强化水淹层识别及见水原因分析，开展原层堵水及堵水压裂治理工艺。

3.5局部层系调整试验，提高开发水平

针对油藏合层开发，层间干扰大的问题，在剩余油富集的西部合采单元开展层系调整试验，2018年在西部合采单元继续开展加密调整试验，投产26口，目前单井产能1.2t，投产后6个月平均月度递减2.4%，较区域老井投产初期月度递减6.3%明显减小。

4.结论

1、储层物性差、欠注井多、平面、剖面非均质性强等是影响耿83长4+5长6油藏稳产的主要因素。

2、通过对耿83区油藏地质、渗流特征的认识，通过精细注采调整，水井剖面治理，低产井的连片挖潜，局部井网优化，是保证油藏稳产的有效途径。